NO331474B1 - Installasjon for gjengassing av LNG - Google Patents

Installasjon for gjengassing av LNG Download PDF

Info

Publication number
NO331474B1
NO331474B1 NO20093341A NO20093341A NO331474B1 NO 331474 B1 NO331474 B1 NO 331474B1 NO 20093341 A NO20093341 A NO 20093341A NO 20093341 A NO20093341 A NO 20093341A NO 331474 B1 NO331474 B1 NO 331474B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
heat exchanger
lng
refrigerant
coolant
plant according
Prior art date
Application number
NO20093341A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20093341A1 (no
Inventor
Per Helge S Madsen
Original Assignee
Hamworthy Gas Systems As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hamworthy Gas Systems As filed Critical Hamworthy Gas Systems As
Priority to NO20093341A priority Critical patent/NO331474B1/no
Priority to JP2012538783A priority patent/JP5746202B2/ja
Priority to KR1020127015313A priority patent/KR101473908B1/ko
Priority to EP10830249.8A priority patent/EP2499417B1/en
Priority to DE10830249T priority patent/DE10830249T1/de
Priority to MYPI2012002075A priority patent/MY163918A/en
Priority to ES10830249T priority patent/ES2406279T3/es
Priority to US13/509,197 priority patent/US9695984B2/en
Priority to PCT/NO2010/000414 priority patent/WO2011059344A1/en
Priority to BR112012011438A priority patent/BR112012011438B1/pt
Priority to PL10830249T priority patent/PL2499417T3/pl
Priority to MX2012005506A priority patent/MX338396B/es
Priority to DK10830249.8T priority patent/DK2499417T3/da
Priority to PT10830249T priority patent/PT2499417T/pt
Priority to CN201080051526.2A priority patent/CN102686930B/zh
Priority to TR2019/08086T priority patent/TR201908086T4/tr
Priority to LTEP10830249.8T priority patent/LT2499417T/lt
Priority to CA2778929A priority patent/CA2778929C/en
Publication of NO20093341A1 publication Critical patent/NO20093341A1/no
Publication of NO331474B1 publication Critical patent/NO331474B1/no
Priority to CL2012001225A priority patent/CL2012001225A1/es
Priority to HRP20190809TT priority patent/HRP20190809T1/hr
Priority to CY20191100605T priority patent/CY1121725T1/el

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0178—Arrangement in the vessel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0185—Arrangement comprising several pumps or compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F17C2227/0318—Water heating using seawater
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0626—Pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører regassifisering av kondensert gass, og spesielt et anlegg for regassifisering av kondensert gass, f.eks. kondensert naturgass (LNG), i ho-vedsak, men ikke eksklusivt, tiltenkt installasjon på sjøgående fartøy.
Naturgass fremstilles fra undergrunnsreservoarer over hele verden. Slik gass, i form av for eksempel metan, er en verdifull råvare, og ulike fremgangsmåter og utstyr finnes for å utvinne, behandle og transportere naturgassen fra det aktuelle reservoaret til forbru-kere. Transporten utføres ofte ved hjelp av en rørledning hvori gassen i gasstilstanden fra reservoaret føres på land. Imidlertid, er mange reservoarer lokalisert i fjernliggende områder eller områder med begrenset tilgjengelighet, hvilket medfører at å benytte en rørledning er enten teknisk veldig komplisert eller økonomisk ulønnsomt. En veldig vanlig teknikk er derfor å kondensere naturgassen ved eller nær produksjonsstedet, og transportere NLG til markedet i spesielt konstruerte lagringstanker, ofte plassert om bord sjøgående fartøy.
Å kondensere naturgass omfatter komprimering og avkjølig av gass til kryogeniske tem-peraturer, f.eks. -160°C. På denne måten kan LNG fraktefartøy transportere en betydelig mengde LNG til bestemmelsessteder der frakten losses til dedikerte tanker på land, før den blir transportert videre på vei eller jernbane på LNG transportkjøretøy eller regas-sifiseres og transporteres i f.eks. rørledninger.
Det er ofte mer fordelaktig å regassifisere LNG om bord det sjøgående fraktfartøyet før gassen losses inn i for eksempel rørledninger på land. US patent nummer 6,089,022 be-skriver et slikt system og fremgangmåte for å regassifisere LNG om bord et fraktfartøy før regassifisert gass overføres til land. LNG mates gjennom én eller flere fordampere plassert om bord på fartøyet. Sjøvann som omgir fraktfartøyet mates gjennom en fordamper for å varme og fordampe LNG til naturgass før lossing til installasjoner på land.
I henhold til US patent nummer 6,089,022 er "TRI-EX" mellomvæsketype LNG fordamperen i stand til å anvende sjøvann som primærvarmevekslersmediet. En slik for-dampertype er også beskrevet i US patent nummer 6,367,429 som i prinsippet innbefatter et hus med et forvarmingsstykke og et avsluttende oppvarmingsstykke. Forvarmingsstykket har et flertall gjennomløpende rør som med væske forbinder to manifolder anordnet ved hver ende av forvarmingsstykket. Det avsluttende oppvarmingsstykket har også et flertall gjennomløpende rør som med væske forbinder to andre manifolder ved hver ende av det endelige oppvarmingsstykket. Sjøvann som omgir fartøyet pumpes inn i en manifold og strømmer gjennom rørene i det avsluttende oppvarmingsstykket og inn i manifolden før det strømmer gjennom rørende i forvarmingsstykket og inn i manifolden, fra hvilken sjøvannet dumpes inn i sjøen. I drift strømmer LNG fra en trykkøk-ningspumpe og inn i en sløyfe plassert inne i forvarmingsstykket til fordamperen, som igjen består av et "permanent" bad med et fordampningskjølemedium, f.eks. propan, i den nedre delen. Sjøvann som strømmer gjennom rørene "varmer" propanen i badet, hvilket forårsaker at propanen fordamper og stiger i forvarmingsstykket. Idet propan-gassen kommer i kontakt med sløyfen overføres varme til den ekstrem kalde LNG som strømmer gjennom sløyfen og rekondenseres slik at den faller tilbake i badet, hvorved det tilveiebringes en kontinuerlig, sirkulerende "oppvarmings"- syklus av propan innenfor forvarmingsstykket.
Selv om fremgangsmåten nevnt ovenfor tilsynelatende gir gode resultater under gitte forhold, er den bruk og anvendelighet uansett begrenset av visse begrensninger og ulemper. Det er for eksempel ikke mulig å kontrollere kondenseringstrykket i de kjente systemene. Dessuten tillates det også at fordampningskjølemediet fordampes og kondenseres på en uregulert måte, hvilket innbefatter en relativt langsom varmeoverførings-prosess og, for å oppnå optimal system effektivitet, kreves store volum. Resultatet er ofte veldig store installasjoner, hvilket forutsetter verdifull dekksplass.
For å utbedre disse utfordringene foreslår US patent nummer 6,945,049 en fremgangs-måte og system for regassifisering av LNG om bord et flytende fraktfartøy før gass losses innbefattende trykkøkning og innstrømning av LNG inn i en LNG/kjølemedium-varmeveksler hvori LNG fordampes, og å strømme fordampet naturgass (NG) inn i en NG/damp-varmeveksler hvori NG varmes før den blir føres til land som overhetet gass. LNG i LNG/kjølemedium-varmeveksleren fordampes ved hjelp av termisk utveksling med et kjølemedium som kommer inn i varmeveksleren som gass og forlater den samme i en flytende tilstand. Videre strømmes kjølemedium i en lukket sløyfe og gjennom i det minste én kjølemedium/sjøvann-varmeveksler hvori flytende kjølemedium fordampes før den kommer inn i LNG/kjølemedium-varmeveksleren, og trykket i fordampet kjølemedium kontrolleres.
I propansløyfen beskrevet i US patent nummer 6,945,049, må temperaturforskjellen mellom sjøvann som kommer inn i og forlater kjølemedium/sjøvann-varmeveksleren være forholdsvis høy for å unngå veldig store dimensjoner. Typisk vil fordampnings-temperaturen til kjølemediet være 20-25°C under sjøvannsinnløpstemperaturen, og således er temperaturen ut fra kjølemedium/sjøvann varmeveksler 25-30°C under sjøvann er til og med lavere (forvarming). NG varmes i tillegg inne i en NG/damp-varmeveksler av type mantel&rør (shell&tube). Den sistnevnte kan erstattes direkte av en NG/sjø-vann-varmeveksler hvori NG typisk oppvarmes fra -20°C opp til noe under sjøtemperatur i en mantel&rør varmeveksler av titan. NG og sjøvann rettes mot respektive rør- og mantelsiden (trimvarming). Høyt trykk på NG siden gjør titan mantel&rør-varmeveksleren veldig kostbar og, for å redusere kostnader, er den utført som en helsveist rettrørs varmeveksler på grunn av betydelig redusert diameter og fjerning av den veldig dyre rørplaten sammenlignet med en varmeveksler som har U-rør.
Å anvende helsveiste varmevekslere fører til ustyr det er umulig å åpne for vedlikehold, feks. å rengjøre begroing på sjøvannsiden og tette rør i tilfelle brudd. En slik løsning som har en helsveist rettrørs varmeveksler vil være ufordelaktig med hensyn til for eksempel vedlikehold. Å anvende sjøvann som ett av mediene innbefatter at de nødven-dige titan-varmevekslerne blir veldig kostbare når disse også må konstrueres for tåle høye trykk.
Det er således et behov for ytterligere forbedringer av teknologien beskrevet i US patent nummer 6,945,049, for eksempel for å redusere kostnad og muliggjøre vedlikehold.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse forelegges et anlegg for regassifisering av LNG, innbefattende: - i det minste én pumpe som trykker opp LNG trykk; - en LNG/kjølemedium-varmeveksler som produserer NG fra LNG ført fra trykkøk-ningspumpene; - en lukket kjølemediumsløyfe som strekker seg gjennom LNG/kjølemedium-varmeveksleren og inkluderer i det minste én varmeveksler, et kjølemedium fra den respektive varmeveksleren føres gjennom LNG varmeveksleren som en gass og forlater den i en kondensert tilstand for å produsere NG ved hjelp av termisk utveksling; og - et oppvarmingsmedium som anvendes inne i den respektive varmeveksleren for å tilveiebringe kjølemedium i en gasstilstand, der en NG/kjølemedium-varmeveksler er anordnet i forbindelse med LNG/kjølemedium-varmeveksleren og er forbundet til den lukkede kjølemediumsløyfen, hvorved LNG forvarmes inne i LNG/kjølemedium-varmeveksleren og NG trimvarmes inne i NG/kjølemedium-varmeveksleren ved å anvende flytende kjølemedium fra i det minste én varmeveksler.
For å opprettholde trykket gjennom NG/kjølemedium-varmeveksleren og dens varmeveksler over koketrykket ved sjøvannstemperatur er en kontrollventil anordnet i den lukkede kjølemediumsløyfen.
LNG/kjølemedium- og NG/kjølemedium-varmevekslerene kan fordelaktig være utført som kompakte trykte krets varmevekslere (printed cirquit heat exchanger). To varmevekslere kan kombineres til én enkelt varmeveksler som har en LNG/NG bane og i det minste én separat bane for kjølemedium i henholdsvis forvarmingsstykke og trimvarmingsstykke.
Videre er varmevekslerne inkludert i den lukkede kjølemediumsløyfen fortrinnsvis semisveist platevarmevekslere.
For å trykkøke LNG som føres inn i LNG/kjølemedium-varmeveksleren anvendes det fortrinnsvis i det minste én sentrifugalpumpe, der for eksempel kjølemedium sirkuleres ved hjelp av en sentrifugalpumpe.
Fortrinnsvis er kjølemediet propan og oppvarmingsmediet sjøvann.
En ekstern varmekilde kan være anordnet for å forvarme vannet som mates inne i varmeveksleren i forbindelse med NG/kjølemedium-varmeveksleren, alternativt for å forvarme sjøvann matet inn i alle varmevekslerne i den lukkede kjølemediumsløyfen.
Utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse vil nå beskrives i ytterligere detalj, for å eksemplifisere dens prinsipper, drift og fordeler. Beskrivelsen henviser til de følgende tegninger, ikke nødvendigvis i målestokk, der like deler er tildelt like hen-visnings tall: Figur 1 til 4 er eksempelvise skjematiske flytskjema for regassifiseringsanlegget i henhold til ulike utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse; og Figur 5 er et forenklet flytskjema av én utførelsesform ifølge den forliggende oppfinnelse.
Det foreliggende regassifiseirngsanlegget innbefatter grunnleggende to sløyfer: en kjø-lemediumsløyfe og en NG-sløyfe. Propan er ofte foretrukket som kjølemedium på grunn av termodynamiske egenskaper og frysepunkt, men ethvert egnet kjølemedium som har en fordampningstemperatur på omtrent 0°C i trykkområdet 200-2500 kPa kan være egnet.
Som illustrert i for eksempel Figur 1, mates LNG fra tanker på fartøy (ikke vist) og inn i det minste én høytrykkspumpe Al, A2, som trykker opp LNG trykk, og fra hvilke trykkøkt LNG føres inn i en LNG/kjølemedium-varmeveksler B. Hver pumpe er en flertrinns sentrifugalpumpe, for eksempel neddykket karmontert (submerged pot mounted). LNG temperaturen inn i LNG/kjølemedium-varmeveksleren er typisk -160°C, og den forvarmes til -20°C før utløp. Forvarmingen utføres ved hjelp av faseovergang for flytende kjølemedium lignende US patent nummer 6,945,049. LNG/kjølemedium-varmeveksleren kan være en kompakt trykt krets varmevekslere PCHE (printed cirquit heat exchanger) laget av rustfritt stål eller annet egnet materiale.
NG forlater LNG/kjølemedium-varmeveksleren B i en fordampet tilstand og kommer inn i en NG/kjølemedium-varmeveksler C hvori NG trimvarmes før den fraktes på land som overhetet damp. Trimvarmingen gjøres med temperaturglidning på kjølemediet i
væskefase. Damptemperaturen er typisk 5-10°C lavere inn sjøvanninnløpstemperaturen.
Kjølemediumsløyfen mates fra kjølemediumforsyningen H, f.eks. en tank, og drives av en pumpe E inn i en semisveist platevarmeveksler D. Selv om pumpen, f.eks. en sentrifugalpumpe, er vist montert på utsiden av kjølemediumforsyningen kan den være av neddykket karmontert (submerged pot mounted) type tilsvarende pumpene Al, A2 beskrevet ovenfor. Kjølemediet varmes ved hjelp av sjøvann som passerer gjennom platevarmeveksleren på motsatt side av kjølemediet, typisk opptil 2-5°C under sjøvanninn-løpstemperaturen. Deretter mates det varmede kjølemediet inn i NG/kjølemedium-varmeveksleren C for å forsyne varmetrimming av NG.
Avkjølt kjølemedium som forlater NG/kjølemedium-varmeveksleren C trykkavlastes ved hjelp av en kontrollventil F før den innføres i det minste én semisveist platevarmeveksler Gl, G2. Kontrollventilen kan erstattes av enhver egnet innretning, f.eks. en fast restriksjon. Et formål ved kontrollventilen er å opprettholde trykket fra pumpen E gjennom de to varmevekslerne D, C, over koketrykket til kjølemediet ved sjøvannstempera-tur. Innenfor hver platevarmeveksler Gl, G2, fordampes kjølemedium ved hjelp av sjø-vann, hver passerer på motsatt side gjennom varmevekslerne.
Deretter føres fordampet kjølemedium videre til LNG/kjølemedium-varmeveksleren B for å kondenseres mens LNG fordampes på hver side innenfor varmeveksleren mens
LNG forvarmes. Kondensert kjølemedium fra varmeveksleren returnerer til sist tilbake til tank H.
Mange mulige variasjoner er tenkelige og disse er illustrert i en ikke-uttømmende måte i tegningene. Som vist i Figur 2 og 4, kan forvarmings- og trimvarmingsvarmevekslerne B, C, kombineres til en felles varmeveksler. En slik felles varmeveksler har en LNG/- NG-bane og i det minste én separat bane for kjølemedium i henholdsvis forvarming-stykket og trimvarmingsstykket.
Regassifiseringsanlegget kan være installert på et SRV-fartøy (Shuttle Regasification Vessel) eller FSRU-innretninger (Floating Storage Regasification Units). Regassifiseringsanlegget og dets varmevekslere er spesielt utformet for marine installasjoner og kryogeniske arbeidstemperaturer. Anlegget er basert på utprøvet utstyr med omfattende referanser. Sammenlignet med kjent teknikk anvendes semisveiset platevarmevekslere mellom propan og sjøvann og i det minste kan én mindre propansirkulerende pumpe be-nyttes.
Uten å anses obligatorisk, varmevekslere egnet for det foreliggende anlegget er utformet for å håndtere LNG med den følgende typiske sammensetning:
Dessuten kan typiske underlagsdata være:
I henhold til Figur 5 som viser et forenklet flytskjema for en utførelse av den foreliggende oppfinnelse kommer LNG ved et trykk på 500 kPa og temperatur på -160°C inn i LNG/Propan PCHE varmeveksleren. Den kommer ut med en temperatur på -20°C og har et trykk på l,120e+004 kPa og kommer inn i NG/kjølemedium-varmeveksleren fra hvilken overhetet damp kommer ut med en temperatur på 2°C og et trykk på l,1055e+004 kPa.
I LNG/kjølemedium PCHE og NG/kjølemedium PCHE uveksler varme med propan som sirkulerer i en lukket sløyfe. Propan kommer inn i LNG/kjølemedium PCHE ved omtrent -5,4°C og 400 kPa som gass, hvori propanen kondenseres og forlater PCHE'en flytende ved -19°C og omtrent 253,0 kPa. I NG/kjølemedium PCHE kommer propan inn ved 7°C og 800 kPa som gass og utløper etter kondensering som flytende ved omtrent -11,9°C og 650 kPa. Propan i den lukkede sløyfen pumpes først ved hjelp av pumpe E og varmes mot sjøvann i platevarmeveksleren D hvori sjøvann kommer inn med en temperatur på 11°C og et trykk på 250 kPa og utløper ved 3°C og 100 kPa. Propan kommer inn med en temperatur på -18,4°C og 900 kPa og utløper for å komme inn i NG/kjølemedium PCHE i forholdet som beskrevet ovenfor. Sjøvann kommer inn i pla-tevarmevekslerne Gl, G2 ved en temperatur på 11°C og 250 kPa før det utløper ved 3°C og 100 kPa. Propan kommer inn ved omtrent -11,9°C og 500 kPa og utløper for å komme inn i LNG/kjølemedium PCHE i forholdene beskrevet ovenfor.
Redegjørelsen ovenfor med hensyn til den foreliggende oppfinnelse skal forstås som kun illustrerende for prinsippene i henhold til oppfinnelsen, den virkelige ideen og om-fanget av den foreliggende oppfinnelse er definert av patentkravene. Selv om LNG og NG er nevnt spesifikt i diskusjonen av den foreliggende oppfinnelse, og også for enkel-hets skyld også i patentkravene, ekskluderer det faktum ikke at enhver type flytende gass, slik som etan, propan, N2, CO2er egnet. Som et alternativ forstås det at det foreliggende anlegg også kan installeres på land.

Claims (12)

1. Et anlegg for regassifisering av LNG, innbefattende: - i det minste én pumpe (Al, A2) som trykkøker LNG trykk; - en LNG/kjølemedium-varmeveksler (B) som produserer NG fra LNG ført fra den i det minste ene trykkøkningspumpen; -en lukket kjølemediumsløyfe som strekker seg gjennom LNG/kjølemedium-varmeveksleren (B) og inkluderer i det minste én varmeveksler (D, Gl, G2), et kjølemedium fra den respektive varmeveksleren føres gjennom LNG-varmeveksleren som en gass og forlater den i en kondensert tilstand for å produsere NG ved hjelp av termisk utveksling, og -et oppvarmingsmedium som anvendes inne i den respektive varmeveksleren (D, Gl, G2) for å tilveiebringe kjølemedium i en gasstilstand; karakterisert vedat en NG/kjølemedium-varmeveksler (C) er anordnet i forbindelse med LNG/kjølemedium-varmeveksleren (B) og er forbundet til den lukkede kjølemediumsløyfen, hvorved LNG forvarmes inne i LNG/kjøleme-dium-varmeveksleren og NG trimvarmes inne i NG/kjølemedium-varmeveksleren ved å anvende flytende kjølemedium fra i det minste én varmeveksler (D).
2. Anlegget ifølge krav 1,karakterisert vedat den lukkede kjølemediumsløyfen innbefatter en ventil (F) for å kontrollere trykket i fordampet kjølemedium.
3. Anlegget ifølge krav 1,karakterisert vedat trykket gjennom varmeveksleren (D) og NG/kjølemedium-varmeveksleren (C) opprettholdes over koketrykket ved sjøvannstemperatur.
4. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat LNG/kjølemedium-varmeveksleren (B) og NG/kjølemedium-varmeveksleren (C) er trykt krets varmevekslere (printed cirquit heat exchanger).
5. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat LNG/kjølemedium-varmeveksleren (B) og NG/kjølemedium-varmeveksleren (C) er kombinert i en enkelt varmeveksler som har en LNG/NG bane og i det minste én separat bane for henholdsvis forvarmingsstykke og trimvarmingsstykke.
6. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat varmevekslerne (D, Gl, G2) inkludert i den lukkede kjølemediumsløyfen er semisveiste platevarmevekslere.
7. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat trykkøkningspumpene (Al, A2) er flertrinns sentrifugalpumper.
8. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat kjølemediumpumpen (E) fortrinnsvis er en sentrifugalpumpe.
9. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat kjølemediet propan.
10. Anlegget ifølge idet minste ett av de foregående krav,karakterisert vedat kjølemediet er sjøvann.
11. Anlegget som angitt i krav 10,karakterisert vedat en ekstern varmekilde (K) er anordnet for å forvarme sjøvann som mates inn i varmeveksleren (D) i forbindelse med NG/kjølemedium-varmeveksleren (C).
12. Anlegget som angitt i krav 10,karakterisert vedat en ekstern varmekilde (K) er anordnet for å forvarme sjøvann matet inn i alle varmevekslerne (D, Gl, G2).
NO20093341A 2009-11-13 2009-11-13 Installasjon for gjengassing av LNG NO331474B1 (no)

Priority Applications (21)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093341A NO331474B1 (no) 2009-11-13 2009-11-13 Installasjon for gjengassing av LNG
MX2012005506A MX338396B (es) 2009-11-13 2010-11-12 Una planta para la regasificación de gnl.
DK10830249.8T DK2499417T3 (da) 2009-11-13 2010-11-12 Anlæg til genforgasning af lng
KR1020127015313A KR101473908B1 (ko) 2009-11-13 2010-11-12 Ｌｎｇ 재기화 설비
DE10830249T DE10830249T1 (de) 2009-11-13 2010-11-12 Anlage zur Regasifizierung von Flüssigerdgas (LNG)
MYPI2012002075A MY163918A (en) 2009-11-13 2010-11-12 A plant for regasification of lng
ES10830249T ES2406279T3 (es) 2009-11-13 2010-11-12 Planta para regasificación de GNL
US13/509,197 US9695984B2 (en) 2009-11-13 2010-11-12 Plant for regasification of LNG
PCT/NO2010/000414 WO2011059344A1 (en) 2009-11-13 2010-11-12 A plant for regasification of lng
PT10830249T PT2499417T (pt) 2009-11-13 2010-11-12 Uma unidade para regaseificação de gnl
PL10830249T PL2499417T3 (pl) 2009-11-13 2010-11-12 Instalacja do regazyfikacji LNG
JP2012538783A JP5746202B2 (ja) 2009-11-13 2010-11-12 Ｌｎｇの再気化用プラント
EP10830249.8A EP2499417B1 (en) 2009-11-13 2010-11-12 A plant for regasification of lng
BR112012011438A BR112012011438B1 (pt) 2009-11-13 2010-11-12 usina para regaseificação de gnl
CN201080051526.2A CN102686930B (zh) 2009-11-13 2010-11-12 用于lng的再气化的设备
TR2019/08086T TR201908086T4 (tr) 2009-11-13 2010-11-12 Lngnin yeniden gazlaştırılmasına yönelik bir tesis.
LTEP10830249.8T LT2499417T (lt) 2009-11-13 2010-11-12 Sgd regazifikacijos įrenginys
CA2778929A CA2778929C (en) 2009-11-13 2010-11-12 A plant for regasification of lng
CL2012001225A CL2012001225A1 (es) 2009-11-13 2012-05-10 Una planta para la regasificación de gnl, que comprende al menos una bomba reforzadora de presión de gnl, un intercambiador térmico refrigerante/gnl, un circuito cerrado refrigerante que se extiende a través del intercambiador térmico refrigerante/gnl, con un intercambiador refrigerante/gn dispuesto en conjunto con el intercambiador térmico refrigerante/gnl.
HRP20190809TT HRP20190809T1 (hr) 2009-11-13 2019-04-30 Postrojenje za ponovno uplinjavanje ukapljenog prirodnog plina
CY20191100605T CY1121725T1 (el) 2009-11-13 2019-06-07 Μια εγκατασταση για επαναεριοποιηση lng

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093341A NO331474B1 (no) 2009-11-13 2009-11-13 Installasjon for gjengassing av LNG

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20093341A1 NO20093341A1 (no) 2011-05-16
NO331474B1 true NO331474B1 (no) 2012-01-09

Family

ID=43991815

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20093341A NO331474B1 (no) 2009-11-13 2009-11-13 Installasjon for gjengassing av LNG

Country Status (21)

Country Link
US (1) US9695984B2 (no)
EP (1) EP2499417B1 (no)
JP (1) JP5746202B2 (no)
KR (1) KR101473908B1 (no)
CN (1) CN102686930B (no)
BR (1) BR112012011438B1 (no)
CA (1) CA2778929C (no)
CL (1) CL2012001225A1 (no)
CY (1) CY1121725T1 (no)
DE (1) DE10830249T1 (no)
DK (1) DK2499417T3 (no)
ES (1) ES2406279T3 (no)
HR (1) HRP20190809T1 (no)
LT (1) LT2499417T (no)
MX (1) MX338396B (no)
MY (1) MY163918A (no)
NO (1) NO331474B1 (no)
PL (1) PL2499417T3 (no)
PT (1) PT2499417T (no)
TR (1) TR201908086T4 (no)
WO (1) WO2011059344A1 (no)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017095230A1 (en) 2015-12-01 2017-06-08 Wärtsilä Oil & Gas Systems As A plant and method for regasification of lng

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9091240B2 (en) * 2013-01-24 2015-07-28 Caterpillar Inc. Compressed natural gas fuel mass control system
KR101652267B1 (ko) 2013-08-01 2016-09-09 삼성중공업 주식회사 액화가스의 재기화 장치 및 방법
CN104359003B (zh) * 2014-10-27 2016-09-07 中国海洋石油总公司 液化天然气自发电开式气化系统
CN104315339B (zh) * 2014-10-27 2016-02-24 中国海洋石油总公司 应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统及再气化方法
KR102277367B1 (ko) * 2015-06-09 2021-07-15 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
WO2017062457A1 (en) 2015-10-05 2017-04-13 Crowley Maritime Corporation Lng gasification systems and methods
KR102306457B1 (ko) * 2016-02-01 2021-09-29 한국조선해양 주식회사 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박
US10823335B2 (en) 2016-02-01 2020-11-03 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Ship including gas re-vaporizing system
CN108698672A (zh) * 2016-04-07 2018-10-23 现代重工业株式会社 具有气体再汽化系统的船舶
KR102050789B1 (ko) 2016-07-06 2019-12-03 삼성중공업 주식회사 액화가스의 재기화 장치 및 방법
KR102064037B1 (ko) * 2017-01-23 2020-01-08 한국조선해양 주식회사 가스 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박
US20200231254A1 (en) * 2017-03-06 2020-07-23 Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) Offshore floating facility
KR101957321B1 (ko) * 2017-07-31 2019-03-12 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템
EP3543591A1 (en) * 2018-03-23 2019-09-25 Cryo Inox, S.L. Pressurized container for liquefied gas and consumer connection
KR102116544B1 (ko) * 2019-02-08 2020-05-29 삼성중공업(주) 듀얼 모드 액화가스 재기화 시스템
CN110257118B (zh) * 2019-07-19 2024-04-26 中冶焦耐(大连)工程技术有限公司 一种lng管道预冷方法及ng冷气发生装置
CN114179975A (zh) * 2021-11-25 2022-03-15 江南造船(集团)有限责任公司 液化气船蒸发器温控系统、方法及设备

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5655797Y2 (no) 1974-07-31 1981-12-26
US3986340A (en) * 1975-03-10 1976-10-19 Bivins Jr Henry W Method and apparatus for providing superheated gaseous fluid from a low temperature liquid supply
DE2751642C3 (de) * 1977-11-17 1981-10-29 Borsig Gmbh, 1000 Berlin Verfahren zur Umwandlung einer tiefsiedenden Flüssigkeit, insbesondere unter Atmosphärendruck stehendem Erdgas oder Methan, in den gasförmigen Zustand mit anschließender Erwärmung
JPS5911077B2 (ja) * 1979-10-11 1984-03-13 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス気化器
EP0043212B1 (en) * 1980-07-01 1985-09-11 Costain Petrocarbon Limited Producing power from a cryogenic liquid
DE3035349C2 (de) * 1980-09-19 1985-06-27 Uhde Gmbh, 4600 Dortmund Anlage zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US4444015A (en) * 1981-01-27 1984-04-24 Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co., Ltd. Method for recovering power according to a cascaded Rankine cycle by gasifying liquefied natural gas and utilizing the cold potential
SE466171B (sv) 1990-05-08 1992-01-07 Alfa Laval Thermal Ab Plattfoeraangare daer aatminstone den ena plattan i en foeraangningspassage aer uppdelad i faelt anordnade bredvid varandra mellan plattans laangsidor, vilka faelt uppvisar sinsemellan olika korrugeringsmoenster saa att stroemningsmotstaandet successivt minskar fraan ena sidan till den andra
US6089022A (en) 1998-03-18 2000-07-18 Mobil Oil Corporation Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
JP4291459B2 (ja) * 1999-06-28 2009-07-08 大阪瓦斯株式会社 熱交換器の徐冷方法及び装置
EP1208293A4 (en) * 1999-07-22 2005-10-05 Bechtel Corp METHOD AND APPARATUS FOR VAPORIZING A LIQUID GAS IN A COMBINED CYCLE POWER PLANT
JP3946398B2 (ja) 2000-01-18 2007-07-18 株式会社神戸製鋼所 中間媒体式気化器及び当該気化器を用いた天然ガスの供給方法
JP4064037B2 (ja) * 2000-03-30 2008-03-19 大阪瓦斯株式会社 都市ガス製造方法
US7069743B2 (en) * 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
KR100868281B1 (ko) * 2002-02-27 2008-11-11 익셀러레이트 에너지 리미티드 파트너쉽 운반선에 탑재된 ｌｎｇ의 재기화 방법 및 장치
US6598408B1 (en) * 2002-03-29 2003-07-29 El Paso Corporation Method and apparatus for transporting LNG
US6945049B2 (en) * 2002-10-04 2005-09-20 Hamworthy Kse A.S. Regasification system and method
US7028481B1 (en) * 2003-10-14 2006-04-18 Sandia Corporation High efficiency Brayton cycles using LNG
EA009649B1 (ru) * 2003-11-03 2008-02-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Установка и способ обработки пара сжиженного природного газа
EP1789739B1 (en) * 2004-09-14 2020-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Method of extracting ethane from liquefied natural gas
JP2008519221A (ja) 2004-11-08 2008-06-05 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 液化天然ガスのフローティング式貯蔵再ガス化装置
FR2882129A1 (fr) * 2005-02-17 2006-08-18 Inst Francais Du Petrole Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
US20060242969A1 (en) * 2005-04-27 2006-11-02 Black & Veatch Corporation System and method for vaporizing cryogenic liquids using a naturally circulating intermediate refrigerant
US20070214805A1 (en) * 2006-03-15 2007-09-20 Macmillan Adrian Armstrong Onboard Regasification of LNG Using Ambient Air
US8069677B2 (en) * 2006-03-15 2011-12-06 Woodside Energy Ltd. Regasification of LNG using ambient air and supplemental heat
US20070271932A1 (en) * 2006-05-26 2007-11-29 Chevron U.S.A. Inc. Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid
ITMI20061149A1 (it) * 2006-06-14 2007-12-15 Eni Spa Procedimento ed impianto per la rigassificazione di gas naturale liquefatto e il suom stoccaggio
NO328260B1 (no) * 2006-06-20 2010-01-18 Aker Engineering & Technology Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG
US8887513B2 (en) * 2006-11-03 2014-11-18 Kellogg Brown & Root Llc Three-shell cryogenic fluid heater
US7900451B2 (en) * 2007-10-22 2011-03-08 Ormat Technologies, Inc. Power and regasification system for LNG
ES2396178T3 (es) * 2008-07-15 2013-02-19 Cryostar Sas Conversión de gas natural licuado
EP2309165A1 (en) * 2009-10-09 2011-04-13 Cryostar SAS Conversion of liquefied natural gas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017095230A1 (en) 2015-12-01 2017-06-08 Wärtsilä Oil & Gas Systems As A plant and method for regasification of lng

Also Published As

Publication number Publication date
DE10830249T1 (de) 2013-08-14
WO2011059344A1 (en) 2011-05-19
ES2406279T1 (es) 2013-06-06
US9695984B2 (en) 2017-07-04
MX2012005506A (es) 2012-09-21
DK2499417T3 (da) 2019-05-20
NO20093341A1 (no) 2011-05-16
BR112012011438B1 (pt) 2020-06-09
CA2778929A1 (en) 2011-05-19
CN102686930A (zh) 2012-09-19
CA2778929C (en) 2018-02-27
EP2499417B1 (en) 2019-03-13
JP2013511004A (ja) 2013-03-28
EP2499417A4 (en) 2017-05-17
EP2499417A1 (en) 2012-09-19
PL2499417T3 (pl) 2019-09-30
CY1121725T1 (el) 2020-07-31
KR20120106752A (ko) 2012-09-26
US20120222430A1 (en) 2012-09-06
ES2406279T3 (es) 2020-01-03
CN102686930B (zh) 2015-03-25
BR112012011438A2 (pt) 2016-05-03
CL2012001225A1 (es) 2013-01-25
TR201908086T4 (tr) 2019-06-21
LT2499417T (lt) 2019-06-25
MY163918A (en) 2017-11-15
MX338396B (es) 2016-04-15
PT2499417T (pt) 2019-06-12
JP5746202B2 (ja) 2015-07-08
HRP20190809T1 (hr) 2019-06-28
KR101473908B1 (ko) 2014-12-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO331474B1 (no) Installasjon for gjengassing av LNG
US6945049B2 (en) Regasification system and method
EP2486321B1 (en) Conversion of liquefied natural gas
KR101195149B1 (ko) 액화천연가스의 재기화 장치 및 방법
JP2005519239A (ja) 運搬体上におけるｌｎｇの再ガス化装置及びその方法
KR101571364B1 (ko) 해양용 액화천연가스 재기화 시스템
JP5999874B2 (ja) 液化ガスの再ガス化装置および再ガス化ガス製造方法
WO2004031644A1 (en) Regasification system and method
KR101246064B1 (ko) 액화천연가스의 재기화 장치
NO332122B1 (no) Fremgangsmate for regulering av en mellommediumskrets ved varmeveksling av et primaermedium
NO323093B1 (no) Fremgangsmate og system for regassifisering.
NO20093356A1 (no) Installasjon for gjenvinning av BOG fra LNG lagret i tanker
KR20150129531A (ko) 해양구조물의 코퍼댐 히팅시스템 및 코퍼댐 히팅 방법
NO332506B1 (no) Regassifisering av LNG med Rankinkrets

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees